Меньше ёмкость, больше вклад

Разработчики стратегии развития ТЭК Иркутской области исходят из двух возможных сценариев социально-экономического развития региона – базового и оптимистического. Второй из них предполагает, что предприятия, региональные и федеральные власти, а также внешние инвесторы реализуют практически все запланированные проекты на территории Приангарья и это обеспечит высокие темпы экономического роста. В результате валовой региональный продукт может в 2030 году достичь 1,885 трлн. рублей в ценах 2010 года, что в 3,5 раза больше, чем в 2010 году (542,3 млрд. рублей). Согласно базовому сценарию, ВРП увеличится до 1,58 трлн. рублей. Снижение его энергоёмкости не слишком сильно зависит от того сценария, который будет реализован: в базовом варианте она сократится в 1,8 раза, до 14,9 кг условного топлива на 1 тыс. рублей, а в оптимистичном – в 1,9 раза, то есть до 14,5 кг у. т. на 1 тыс. рублей. Электроёмкость сократится в 2–2,2 раза, а теплоёмкость – в 2,6–2,8 раза. Как отмечается в документе, оно будет происходить как за счёт повышения энергоэффективности экономики, так и за счёт увеличения доли тех видов экономической деятельности, которые не являются энергоёмкими, например торговли и сферы услуг. 

При этом вклад топливно-энергетического комплекса в ВРП, согласно прогнозам, к 2025 году увеличится до 20–25% вместо 10% в 2010 году, тем самым достигнув показателя 1990 года. Наибольшую отдачу для валового регионального продукта даст добыча газа и его переработка, тогда как доля нефтяной промышленности будет снижаться. Нефтегазовый сектор также станет одним из основных источников налоговых поступлений в консолидированный бюджет области: ожидается, что отчисления от него в 2015 году составят 20–22 млрд. рублей в год, а через 15 лет – 31–51 млрд. из 35,4–57 млрд. рублей поступлений от всех отраслей ТЭК. 

Авторы стратегии полагают, что в 2015–2030 годах в Иркутской области будет избыток топливно-энергетических ресурсов, что позволит организовать их крупномасштабный экспорт. В первую очередь это касается нефти, нефтепродуктов и газа, уголь же будет вывозиться в незначительных количествах, а поставки электроэнергии в область и вовсе увеличатся, так что сальдо перетоков станет отрицательным. В общем и целом среднегодовой объём вывозимых из области топливно-энергетических ресурсов в 2015 – 2030 годах будет превышать ввоз на 15–40 млн. т у. т. Наличие значительного количества гидроэнергетических ресурсов даст возможность создать новые энергоёмкие производства, что не замедлит благотворно сказаться на экономике региона. 

Потребление плюс новые мощности 

В соответствии с развитием промышленности будет увеличиваться объём потребления энергоресурсов. В частности, полезное потребление электроэнергии без учёта потерь и собственных нужд электростанций в 2030 году может достичь 71,9 млрд. кВт-ч в базовом сценарии и 77,8 млрд. кВт-ч в оптимистическом, что выше уровня 2010 года в 1,5 и 1,6 раза. Потребление тепловой энергии вырастет скромнее – на 16% или 33%, – достигнув либо 49 млн. Гкал, либо 56,4 млн. Гкал. В то же время существенно увеличится объём используемого котельно-печного топлива – до 6,9–9 млн. т у. т. вместо 1,8 млн. т у. т. Ключевым фактором здесь станет газификация Иркутской области. 

Больше четверти объёма электропотребления, как ожидается, придётся на новые крупные проекты в Ленско-Бодайбинской, Братско-Тайшетской и Иркутско-Зиминской зонах. Для того чтобы удовлетворить растущий спрос на электричество, необходимо будет ввести от 2,5 ГВт до 3,3 ГВт новых мощностей. В базовом варианте предполагается запуск Ленской ТЭС в Усть-Куте и новой конденсационной станции на юге Иркутской области, тогда как в оптимистическом варианте потребуется гораздо больше новых энергоисточников. Так, в 2011–2015 годах предполагается ввести в строй мини-ТЭЦ в Братске мощностью 18 МВт и новый энергоблок на Ново-Иркутской ТЭЦ в 50 МВт, в 2016 – 2020 годах – Ленскую ТЭС (1,2 ГВт), газотурбинную ТЭЦ в Иркутске (300 МВт) и две парогазовые установки по 160 МВт на расширяемой Ново-Зиминской ТЭЦ. На следующие пять лет намечен запуск КЭС на юге мощностью 400 МВт и блоков на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-10 по 100 и 60 МВт соответственно. В 2026–2030 годах КЭС будет расширена за счёт двух 400-мегаваттных парогазовых установок. Затраты на развитие станций Иркутской энергосистемы оцениваются в 95–125 млрд. рублей, из которых на строительство новых объектов потребуется 80–110 млрд., а на расширение существующих – 14,8 млрд. рублей. Ещё 131,6–136,6 млрд. рублей необходимо для сооружения электросетевой инфраструктуры. В списке сетевых объектов, среди прочего, значатся те, что необходимы для выдачи мощности Ленской ТЭС и объединения с Якутской энергосистемой.

Объём производства тепловой энергии, в свою очередь, необходимо будет увеличить до 54,3 млн. Гкал для удовлетворения потребностей промышленности в базовом сценарии развития Иркутской области или до 61,8 млн. Гкал в оптимистическом. Значительная часть генерации при этом будет приходиться на действующие ТЭЦ и котельные, доля новых теплоэлектростанций будет невелика. При этом предусмотрена газификация части теплоисточников. Несмотря на то, что в стратегии запланирован рост потребления газа для нужд энергетики, потребности области в угле также вырастут. В базовом сценарии рост составит 16%, в оптимистическом – 20%, так что к 2030 году в области будет использоваться 9,4–10 млн. т у. т. угля. Добыча угля в регионе должна будет возрасти до 14,5–15,9 млн. тонн. Инвестиции в угольную промышленность за 2010–2030 годы оцениваются в 24,1–29,7 млрд. рублей, из которых на поддержание действующих мощностей понадобится 18,8–20,4 млрд. рублей, а на развитие угледобычи – 

5,3– 9,3 млрд. рублей. Предполагается, что потребности Иркутской области будут практически полностью удовлетворены местными углями, однако из экономических соображений на север региона будет завозиться сырьё из Канско-Ачинского бассейна, а по технологическим требованиям – из Якутии и Кузбасса. Объём ввоза оценивается в 4,1 млн. тонн (в 2010 году, для справки, было 3,611 млн. тонн), в то время как за пределы области будет поставляться 1,5 млн. тонн, из которых 1,2 млн. тонн будет уходить на внутренний российский рынок (в первую очередь в Республику Бурятия и Забайкальский край), а за рубеж – 300 тыс. тонн. 

Ресурсы на экспорт

Перспективным рынком для экспорта угля из Иркутской области после 2020 года представляется китайская провинция Хэйлунцзян, однако в Институте систем энергетики отмечают, что востребовано будет только глубоко переработанное сырьё. В любом случае поставки угля будут невелики, ключевую роль в экспорте топливно-энергетических ресурсов станут играть нефть и газ. По оценкам учёных, в трубопроводную систему ВСТО к 2030 году будет поставляться не менее 15 млн. тонн нефти с месторождений Иркутской области. В этом случае объём добычи в 2020 году должен составлять 15-16 млн. тонн, а в 2030 – 16-17 млн. тонн, для чего до 2025 года необходимо обеспечить прирост разведанных запасов по категории С1 до 450 млн. тонн, а последующий ежегодный прирост должен быть не меньше объёмов добычи. Для этого необходимо до 30 тыс. м разведочных скважин в год, а затраты на геологоразведочные работы в ближайшие восемь лет должны составлять не менее 6 млрд. рублей в год. Общие инвестиции в нефтедобычу в 2012 – 2030 годах оцениваются в 228 млрд. рублей. 

Основным импортёром нефти Иркутской области будет Китай, поставлять «чёрное золото» будут и в другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона. А для природного газа перспективным рынком помимо Поднебесной является Монголия. Разработчики стратегии полагают, что он будет востребован на северо-востоке страны. Какова их потребность в газе, не указывается, но в целом ниша внешних рынков в 2030 году оценивается в 25–30 млрд. куб. м. Поставки сырья в Монголию и КНР предусмотрены только в оптимистическом сценарии, тогда как базовый основан исключительно на скорректированной генеральной схеме газификации и газоснабжения Иркутской области. Соответственно, в первом случае предполагается рост газодобычи к 2030 году до 34,5 млрд. куб. м, во втором речь идёт о 10 млрд. кубометров. Примерно в такой же пропорции разнятся инвестиции в добычу и переработку газа: 625 млрд. рублей против 174 млрд. рублей. 

В качестве ещё одного ресурса, предназначенного для экспорта, рассматривается электроэнергия. Привлекательным рынками для её прямых поставок являются КНР (район Пекина) и, опять же, Монголия. Однако планов крупномасштабного экспорта электричества в последнюю не существует, поскольку страна намерена обеспечить растущее потребление за счёт новых ТЭС на местных углях и ГЭС. Однако в случае создания межгосударственной энергосистемы Россия – Китай со связью через Амур могут быть организованы поставки с новых ориентированных на экспорт станций Иркутской энергосистемы, чья мощность оценивается в 3–5 ГВт. 

Забота о «малышах»

Говоря о развитии Иркутской энергосистемы, разработчики стратегии не забыли и о малой энергетике. В разделе, посвящённом ей, говорится о следующих направлениях развития: подключении новых территорий к системе централизованного электроснабжения, модернизации и замене устаревшего  оборудования   на   существующих   дизельных станциях, применении возобновляемых источников энергии, использовании местных видов топлива локальных  месторождений  угля  и природного газа, а также энергоснабжении природоохранной  зоны Байкала.

Так, до 2030 года целесообразным представляется перевод на централизованное электроснабжение  изолированных   потребителей,  расположенных ближе 60 км к центрам питания с нагрузкой 0,5–1 МВт. Для этого в 10 районах Иркутской области планируется строительство 924 км линий электропередачи. За счёт этого в резерв можно будет вывести 25 дизельных электростанций суммарной мощностью 6,3 МВт, так что их общая мощность сократится практически в два раза, а экономия топлива составит 3,5–4 тыс. тонн в год. Однако в наиболее удалённых и труднодоступных населённых пунктах  Катангского,  Казачинско-Ленского,  Усть-Кутского,  Нижнеудинского  и  некоторых   других   районов, которые всё равно останутся в зоне децентрализованного электроснабжения, дизельная генерация будет сохранена. 

В то же время ИСЭМ СО РАН рекомендует реализовать ряд проектов по использованию возобновляемых источников энергии, затраты на реализацию которых составляют более 245 млн. рублей. Общая мощность энергоисточников, чьё строительство они предусматривают, оценивается в 1,576 МВт, а ежегодная экономия на топливе составит 1,4 тыс. т у. т., или 26,4 млн. рублей в рублёвом эквиваленте. Среди них значатся малая гидроэлектростанция руслового типа на Киренге в районе села Карам Казачинско-Ленского района, МГЭС деривационного типа на притоках Лены в сёлах Боярск и Орлинга в Усть-Кутском районе и на реках Тофаларии в Алыгджере и Верхней Гутаре, что в Нижнеудинском районе. В Ольхонском районе учёные предлагают использовать ветрогенераторы мощностью 2-4 кВт и системы солнечного теплоснабжения. В удалённых посёлках Киренского, Жигаловского, Тайшетского, Усольского и Черемховского районов могут быть использованы энергоисточники на фотоэлектрических преобразователях. Помимо затрат на строительство станций, работающих на ВИЭ, около 5,1 млрд. рублей потребуется на строительство линий электропередачи от них. 

С учётом замечаний и предложений

Все эти предложения содержатся в том варианте стратегии развития ТЭК Иркутской области, который был представлен на расширенном заседании координационного совета по развитию энергетики региона 27 февраля. Его участники рекомендовали принять документ, однако учесть в нём замечания самих субъектов ТЭК. Свои предложения, заметим, высказали многие крупные компании, в том числе ОАО «Иркутскэнерго», ГУЭП «Облкоммунэнерго», ОАО «Иркутская электросетевая компания», ООО «Компания «Востсибуголь», ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» и ОАО «Газпром». Доработать стратегию с их учётом Институт систем энергетики должен до 26 марта, а до 1 апреля министерству жилищной политики, энергетики и транспорта Иркутской области необходимо подготовить нормативно-правовой акт об её утверждении.